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从图表中可以清晰地看出,2022年8月四川省全月电量供应结构中,省内电源提供了75.5%的电量,其中水电贡献了45.3%,新能源占3%,火电则占27.2%;外部电力供应则占据了剩余的24.5%,其中外购电量占8.8%,留川电量占15.7%。简而言之,2022年8月四川省主电网每消耗100度电,就有75.4度源自省内电源发电,而24.5度则需从外部购入。
再来看看今年的情况,实际上省内最高用电需求相较于2022年实际增长超过20%,在这一背景下,截至8月22日,省内电量供应占比仍保持在84.4%,外部电量供应占比仅为15.6%,相较于2022年同期的75.5%,当前整体电量供应形势相对更为充分。值得一提的是,在省内电量供应中,水电所占比例为62.3%,这一数值仅略低于丰水期的多年平均供应比例65%的水平,远超2022年同期45.3%的水平。
蓄水策略提前布局
2.1来水情况
四川省作为水电资源丰富的省份,其电力供应主要依赖于水力发电。对于径流式水电站而言,入库流量的状况直接决定了电站的发电能力;而对于具有水库调节能力的水电站来说,发电量则由入库流量和水库蓄水量这两个关键因素共同决定。
根据目前对四川省主要河流的近40个大中型水库入库流量数据的监测结果显示,自八月份以来,入库流量一直保持较高水平,总体而言,达到了近四年来的新高。进入中旬以后,由于高温和降雨量减少的影响,入库流量呈现下降趋势,但该趋势相对缓和。与2022年同期相比,入库流量显著增长超过一倍。
2.2 蓄水情况
同样看蓄水量数据,实际上,为了应对可能出现的极端高温天气,相关部门已经进行了预判,并针对性的调整了保供调蓄计划。自今年4月下旬起,主要的大中型水库相较于往年,提前进入了蓄水阶段,确保了当前水库水位保持在较高水平。 截至8月22日,全省大江大河的主要近40个大中型水库的蓄水量,与2023年同期相比,增加了23.2%,与2022年同期相比,更是显著增加了32.5%。充足的蓄水量和蓄能比为供给侧的电力供应提供了坚实的保障。
装机和需求响应能力提供基础支撑
从电力平衡的角度,判断8月是否存在电力短缺主要取决于“需求与供给”两个核心要素。需求层面,主要受经济发展与天气条件影响较大;而供给层面,则主要取决于发电装机容量和电网传输能力。
2022年8月,四川历史上首次出现丰水期电力电量双缺的局面,之后在《四川省电源电网发展规划(2022—2025年)》的引领,以及在加快构建更加安全可靠的电力系统举措的推动下,经过两年的建设,截至2024年7月,四川省调装机容量达到7618万千瓦(含储能),其中水电装机占据最大比例,达到58.6%,其次是火电,占比22.5%,风力发电和光伏发电分别占11.1%和7.8%。
这一数据已显著超过了2022年7月末的6633万千瓦装机规模,增长了985万千瓦。然而,受限于电源发电特性及通道耦合状况,省内发电机组的实际供电能力大约为6000万千瓦,而正常情况下可从外部争取的支援能力约为290万千瓦。因此,一旦省内电力需求超过6300万千瓦,省内电力供应缺口便立即显现。
在此情形下,负荷管理作为一项重要的补充调节措施显得尤为关键。实际上,今年7月,通过季前备用交易,四川电力市场已成功构建了一个包含610万千瓦需求响应的备用资源库。此举为省内电力负荷出现缺口时,提供了额外的市场调节机制和负荷腾挪空间。
三大变化显趋势
通过以上分析,从供给侧的三个维度来看,无论“供给结构”、“来水、蓄水态势”、“电源装机规模还是负荷管理措施”等方面相比2022年都有了明显的变化与提升。
水库前期的调蓄策略,已经做好了更为周全的准备,从而使得“电量供给能力”得到了显著的提升;而从“电力供给能力”角度审视,在用电高峰时段,受制于电网结构和传输通道能力,仍存在一定的电力缺口,需要通过外部采购和调节来加以补充。更为显著的是,通过电力市场改革的不断深化与推进,在电力调节手段方面,需求侧响应交易机制的引入为负荷调节提供了额外的手段。
当前“秋老虎”仍在持续发威,少雨天气与热浪暂时不会立刻消退,电力保供再次面临重大考验。但相较于两年前,2024年供给层面出现的积极变化,不仅体现在新型电力系统建设的扎实推进与调度策略优化上,也反映在四川电力市场不断的深化改革之中。四川,作为中国水电资源的富集之地,在加速能源转型的道路上,面对极端天气的再次来袭,相较于以往,已展现出更为多样的准备和应对手段。
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